2023年氫能源行業(yè)專題報告 國內(nèi)氫能政策梳理-“十四五”規(guī)劃中氫能目標(biāo)

2023年氫能源行業(yè)專題報告國內(nèi)氫能政策梳理_“十四五”規(guī)劃中氫能目標(biāo)1、國內(nèi)氫能政策國內(nèi)氫能政策梳理直接涉及氫能政策：1）21年以來，發(fā)布國家級10個、省級83個、市縣級252個；2）涉及發(fā)展規(guī)劃占比45%、財政支持占比20%、項目支持占比17%、管理辦法占比16%、氫能安全和標(biāo)準(zhǔn)占比2%?！笆奈濉币?guī)劃中氫能目標(biāo)1、氫能制、儲、運、加環(huán)節(jié)：1）到2025年，中國可再生能源制氫量達(dá)到10-20萬噸/年；2）氣態(tài)運輸用氫氣瓶突破50MPa；3）實現(xiàn)二氧化碳減排100-200萬噸。2、氫能轉(zhuǎn)換及燃料電池環(huán)節(jié)：1）開展高性能、長壽命質(zhì)子交換膜燃料電池技術(shù)研究；2）突破固體氧化物燃料電池關(guān)鍵技術(shù)；3）完善熔融碳酸鹽燃料電池電堆堆疊、功率放大等關(guān)鍵技術(shù)；4）掌握百千瓦級熔融碳酸鹽燃料電池集成設(shè)計技術(shù)。3、氫能應(yīng)用環(huán)節(jié)：1）到2025年，國內(nèi)燃料電池汽車保有量50000輛。多省份出臺政策，制定2025年氫能發(fā)展目標(biāo)：1）甘肅省：2025年可再生能源制氫產(chǎn)量達(dá)到20萬噸；2）內(nèi)蒙古：2025年可再生能源制氫產(chǎn)量達(dá)到50萬噸；3）四川成都：2025年可再生能源制氫產(chǎn)量達(dá)到1萬噸；4）寧夏：2030年可再生能源制氫產(chǎn)量達(dá)到30萬噸。中國氫能聯(lián)盟預(yù)測目標(biāo)氫能發(fā)展空間—中國氫能聯(lián)盟預(yù)測。前面所述是國家層面對2025年產(chǎn)業(yè)規(guī)劃，但據(jù)中國氫能聯(lián)盟統(tǒng)計，各省市出臺的“十四五”規(guī)劃涉及氫能的目標(biāo)總和，遠(yuǎn)超國家層面的規(guī)劃目標(biāo)：1）產(chǎn)值目標(biāo)：2025年1萬億、2035年1.9萬億；2）燃料汽車：2025年11.5萬輛、2035年42.5萬輛；3）加氫站：2025年1168座、2035年2309座。2、國內(nèi)可再生氫項目國內(nèi)制氫來源分布國內(nèi)制氫來源包括三大類：化石能源制氫、電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫；1）化石能源制氫占比最大，包括煤制氫、天然氣制氫、石油制氫；2）工業(yè)副產(chǎn)氫占比其次，包括焦炭和蘭炭副產(chǎn)氫、氯堿和其他副產(chǎn)氫、輕烴裂解副產(chǎn)氫；3）電解水制氫占比最小，包括電網(wǎng)、風(fēng)電、光伏、水電、核電電解水。國內(nèi)可再生制氫項目分布截至2023年3月15日，國內(nèi)規(guī)劃可再生氫項目合計429.4萬噸/年；已運行項目5.6萬噸/年；建成尚未運營2.5萬噸/年；在建項目19.7萬噸/年；規(guī)劃待建401.6萬噸/年；地區(qū)分布：產(chǎn)能規(guī)劃前五的省份是內(nèi)蒙古、吉林、上海、河北、寧夏。國內(nèi)已運營項目分類截至2023年2月，國內(nèi)已運營的可再生氫項目中，1）按照制氫來源分類：光伏13個，占比48%；風(fēng)電5個，占比18%；水電1個，占比4%；多種來源8個，占比30%；2）按照應(yīng)用方向分類：交通16個，占比37%；科研12個，占比28%；發(fā)電6個，占比14%；合成甲醇2個，占比9%；儲能1個，占比2%；其他5個，占比12%。國內(nèi)可再生氫產(chǎn)能建設(shè)快速推進(jìn)據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院統(tǒng)計，2022年國內(nèi)新增可再生制氫項目產(chǎn)能3.3萬噸/年，同比增長65%；截至2022年底在建項目17.7萬噸，均有望在2年內(nèi)投產(chǎn)運營；據(jù)高工鋰電統(tǒng)計，2022年國內(nèi)電解水制氫設(shè)備出貨量722MW，同比提升106%。3、國內(nèi)氫能應(yīng)用領(lǐng)域國內(nèi)氫能在化工領(lǐng)域應(yīng)用國內(nèi)氫能在工業(yè)領(lǐng)域主要用于化工：1）按照各省用氫企業(yè)主要產(chǎn)品劃分，氫能在化工領(lǐng)域主要用來合成氨、合成甲醇、石油精煉、合成其他化工品；2）按照用氫企業(yè)產(chǎn)能看：國內(nèi)合成氨58745萬噸，占比80%；合成甲醇6183萬噸，占比9%；石油精煉4642萬噸，占比6%；合成其他化工品3791萬噸，占比5%。國內(nèi)燃料電池汽車國內(nèi)燃料電池汽車：1）截至23年2月，國內(nèi)公告車型993輛，客車和專用車幾乎各占一半；2）截至2022年底，國內(nèi)累計銷售燃料電池汽車1.03萬輛，距離“十四五”目標(biāo)還差4萬輛；3）燃料電池系統(tǒng)配套數(shù)量前五的廠家：北京億華通、上海重塑、億華通動力、上海捷氫、濰柴動力。國內(nèi)加氫站國內(nèi)加氫站：1）截至22年底，國內(nèi)在運加氫站245座；2）截至22年底，國內(nèi)在運加氫站每日供給能力17.7萬公斤；3）國內(nèi)加氫站數(shù)量前五省份：廣東、河北、山東、江蘇、河南；4）排名前十EPC企業(yè)大多是中石化分公司。4、國內(nèi)氫氣成本國內(nèi)制氫成本分布國內(nèi)氫氣成本分布：1）我們把制氫成本分為：可再生氫成本（綠氫）、清潔氫成本（綠氫和藍(lán)氫）、綜合氫成本（綠氫、藍(lán)氫、灰氫）；2）目前，各個地區(qū)的可再生制氫成本均高于工業(yè)副產(chǎn)制氫，更高于化石能源制氫；3）趨勢上看，可再生制氫成本呈現(xiàn)下降趨勢；工業(yè)副產(chǎn)和傳統(tǒng)能源制氫受能源價格上漲影響，成本上升。可再生制氫成本下降趨勢國內(nèi)可再生氫氣成本分布：1）從可再生氫氣成本分布看，西北＜東北＜華北＜西南＜華東＜華中＜華南；2）近5年來，所有區(qū)域的可再生氫成本持續(xù)下降，并仍有很大降本空間。長期看可再生電力制氫成本下降展望：據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院預(yù)測，到2030年，國內(nèi)電解水制氫裝機(jī)有望擴(kuò)大至100GW以上，堿性電解槽投資成本將從2020年的2000元/KW，降低至2030年的1500元/KW。同時，得益于可再生電力成本的降低，可再生電力制氫成本有望下降至13元/公斤，在成本上充分具備與化石能源制氫競爭的能力。不同電解水制氫成本拆分不同電解水制氫方式的成本拆分：1）根據(jù)能源轉(zhuǎn)型委員會測算數(shù)據(jù)，應(yīng)用電網(wǎng)電力制氫時，燃料成本占比約80%，固定投資占比15%，運營費用占比5%；2）可再生能源制氫時，燃料成本占比60-70%，固定投資占比30%，剩余為運營費用；3）天然氣制氫（CCUS，碳捕獲），燃料成本占比55%（現(xiàn)在更高），固定投資占比30%，剩余為運營費用。氫氣存儲與運輸常見的氫氣儲存、運輸方式為氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫、固態(tài)合金儲氫三種方式，重點是安全、低成本提高質(zhì)量儲氫率。1）根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院統(tǒng)計，目前我國主要采用20MPa氣態(tài)高壓儲氫與集束管車運輸?shù)姆绞剑?）當(dāng)用氫規(guī)模擴(kuò)大、運輸距離增長后，提高氣氫運輸壓力或采用液氫槽車、輸氫管道等運輸方案才可以滿足高效經(jīng)濟(jì)的要求；3）氫的儲運體系建設(shè)，可以借鑒天然氣儲運體系，結(jié)合實際的應(yīng)用場景，選擇合適的儲運方式。4、氫能產(chǎn)業(yè)鏈氫能產(chǎn)業(yè)鏈氫能產(chǎn)業(yè)鏈上下游依次為：制氫、儲運、加氫、能量轉(zhuǎn)換（燃料電池）、用氫；我國已經(jīng)掌握氫能制備、儲運、加氫、燃料電池和系統(tǒng)集成等主要技術(shù)和生產(chǎn)工藝；在制、儲、輸、加、用等全產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)超過300家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區(qū)、京津冀等區(qū)域。綠氫是未來重點發(fā)展方向氫的顏色用于代表制造氫的來源和工藝，目前分為9種顏色：綠色、藍(lán)色、灰色、棕色或黑色、綠松石色、紫色、粉色、紅色、白色；綠氫是利用可再生電力，通過水電解工藝生產(chǎn)的氫氣，在生產(chǎn)過程中沒有二氧化碳的排放，是未來重點發(fā)展方向。電解槽電解水制氫的核心設(shè)備如前所述，在綠氫制備過程中，燃料成本占比60-70%，固定投資占比30%，剩余為運營費用；電解槽是電解水制氫系統(tǒng)的核心部分：電解水制氫系統(tǒng)由電解槽及輔助系統(tǒng)組成，其中電解槽是電解反應(yīng)發(fā)生的主要場所，輔助系統(tǒng)則包括電力轉(zhuǎn)換、水循環(huán)、氣體分離、氣體提純等模塊；從成本構(gòu)成來看，電解槽在制氫系統(tǒng)總成本中的占比約為40%-50%。電解槽分類——堿性是國內(nèi)主流生產(chǎn)綠氫的核心是高效電解水制氫技術(shù)。按照工作原理和電解質(zhì)不同，電解水制氫技術(shù)分為4類：1）堿性電解水（ALK）；2）質(zhì)子交換膜電解水（PEM）；3）高溫固體氧化物電解水（SOEC）；4）固體聚合物陰離子交換膜電解水（AEM）。目前國內(nèi)超過95%的電解水都應(yīng)用堿性電解水技術(shù)。堿性電解水工作原理堿性電解水制氫的電解質(zhì)為30%質(zhì)量濃度KOH溶液或者26%質(zhì)量濃度的NaOH溶液。反應(yīng)過程：在直流電下，水分子在陰極得到電子生成氫氣和氫氧根離子，氫氧根離子在電場和氫氧側(cè)濃度差的作用下穿過隔膜到達(dá)陽極，并且失去電子生成氧氣和水。堿性電解槽主體由端壓板、密封墊、極板、電極、隔膜等零部件組成。堿性電解槽企業(yè)梳理據(jù)TrendBank統(tǒng)計，國內(nèi)已經(jīng)有超過百家企業(yè)布局或規(guī)劃堿性電解槽，包括深耕二三十年的傳統(tǒng)企業(yè)，和近幾年入局的新能源企業(yè)和裝備制造企業(yè)。2021年下半年至2022年底，國內(nèi)共有11家企業(yè)發(fā)布了堿性電解槽新品，其中單槽最大產(chǎn)氫量達(dá)到1400Nm3/h。堿性電解槽的大型化迭代升級正在快速發(fā)展。據(jù)TrendBank統(tǒng)計，2022年國內(nèi)堿性電解槽已規(guī)劃產(chǎn)能超過11GW；據(jù)高工鋰電統(tǒng)計，2022年國內(nèi)電解水制氫設(shè)備出貨量達(dá)到722MW（含出口，不含研發(fā)樣機(jī)），同比增長106%?？伎死麪柛偭⒁猿鲐浟?30MW繼續(xù)排名第一，派瑞氫能（中船重工718所）位居第二，隆基氫能首次躋身第三。從市場集中度來看，出貨量TOP3廠商市占率合計達(dá)到73%，同比2021年下降約10個百分點。5、重點企業(yè)分析昇輝科技昇輝新能源是昇輝科技（300423.SZ）的控股子公司，專門布局氫能產(chǎn)業(yè)，構(gòu)建了“3+3”的氫能戰(zhàn)略：1）一方面戰(zhàn)略投資飛馳科技、國鴻氫能、鴻基創(chuàng)能這3家產(chǎn)業(yè)鏈頭部企業(yè)，攜手合作伙伴搭建氫能生態(tài)圈和產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟2）另一方面通過自主運營，搭建氫車運營平臺、制氫裝備、氫能電氣零部件3大板塊，構(gòu)筑強大的競爭優(yōu)勢。作為昇輝新能源制氫板塊的實施主體，廣東盛氫制氫設(shè)備有限公司自22年5月注冊以來，僅用3個多月的時間推出了首臺套100標(biāo)方堿性電解水制氫設(shè)備產(chǎn)品，達(dá)到國際一級制氫能效標(biāo)準(zhǔn)。到22年第四季度，盛氫產(chǎn)品產(chǎn)氫能力實現(xiàn)從100標(biāo)方到1000標(biāo)方的跨越，滿足市場對大標(biāo)方產(chǎn)品的需求。華電重工中國華電于2020年7月成立中國華電氫能技術(shù)研究中心，在堿性和PEM制氫設(shè)備均有布局：1）堿性制氫：2022年7月，中國華電首套1200Nm3/h堿性電解槽產(chǎn)品下線，電流密度提高約30%，整體重量減少近10%，直流能耗指標(biāo)小于4.6千瓦時每標(biāo)方氫氣；在1.6MPa運行壓力下，該電解槽的額定產(chǎn)氫量達(dá)到1200Nm3/h；2）PEM制氫：2022年，華電重工投資并控股通用氫能，通用氫能擁有氫能燃料電池核心材料產(chǎn)品氣體擴(kuò)散層、質(zhì)子交換膜及催化劑的生產(chǎn)配方、生產(chǎn)工藝、核心技術(shù)。2022年4月，華電集團(tuán)四川分公司與東方鍋爐、東方氫能聯(lián)手，推動國內(nèi)首套100kW氫燃料電池冷熱電三聯(lián)供系統(tǒng)示范應(yīng)用；7月，華電集團(tuán)發(fā)電運營有限公司與山西美錦能源簽訂合作協(xié)議，雙方將積極發(fā)展風(fēng)光氫等新能源產(chǎn)業(yè)，推動氫能產(chǎn)業(yè)鏈延長、價值鏈提升、供應(yīng)鏈融通。華光環(huán)能公司在選擇氫能業(yè)務(wù)方向時考慮公司自身裝備制造的優(yōu)勢，選擇在上游制氫環(huán)節(jié)切入，主攻堿性水電解槽制氫技術(shù)、裝備及系統(tǒng)集成。在與現(xiàn)有業(yè)務(wù)協(xié)同方面：1）制作制氫設(shè)備所需的原材料、吊裝設(shè)備及場地可充分利用公司裝備制造的已有資源，且